含逆變型分布式電源配電網的中性點接地電阻選取

高美金，諸言涵，張 嘯，張 波，房鑫炎

（1.國網浙江省電力有限公司經濟技術研究院，杭州 310008；2.上海交通大學 電子信息與電氣工程學院，上海 200240）

0 引言

配電網中大量IIDG（逆變型分布式電源）的接入使得配電網的結構從傳統(tǒng)的單一電源輻射型網絡結構轉變?yōu)殡p端甚至是多端有源復雜網絡結構。IIDG 的種類有很多，其中風電和光伏發(fā)展迅速，2020年我國新增風電裝機容量57.8 GW，占全球新增裝機容量的60%，風電裝機容量約為280 GW；新增太陽能光伏裝機容量為48.2 GW，累計光伏并網裝機容量達253 GW，可再生能源的開發(fā)利用規(guī)模穩(wěn)居世界第一［1-3］。諸多文獻在電壓穩(wěn)定、電能質量、潮流分布以及繼電保護等方面對新型配電網進行了研究［4-7］，而電網潮流以及故障電氣特征隨著IIDG的接入發(fā)生了改變，原有的繼電保護裝置不能正確動作，傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)中性點接地方式不再適用于含IIDG的配電網絡，電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行無法得到保障。采用小電阻接地方式可以較好地適應新型配電網的變化，與小電流接地系統(tǒng)相比，小電阻接地系統(tǒng)在發(fā)生單相接地故障時可以快速切除故障，因此越來越多的城市配網開始采用小電阻接地方式［8］。但是有關接地電阻阻值選取的文獻卻較少。

文獻［9］綜合性地分析了配電網中性點的不同接地方式對系統(tǒng)運行的影響，為接地方式的選擇提供了一定的參考。文獻［10］從設備運行的穩(wěn)定性以及可靠性兩方面，分析了接入IIDG對中壓配電網系統(tǒng)接地方式的影響，并提出了IIDG與配電網系統(tǒng)相配合的接地方案，但文獻不涉及IIDG接地方式對電網的影響。文獻［11］研究了配電網側與IIDG并網側接地方式的配合問題，分析比較了各個配合方案下的故障特性，但對于分布式電源的接入對系統(tǒng)故障電氣量的影響沒有詳細討論。文獻［12］通過建立精確的線路模型選取接地電阻，但只是定性分析，需要通過仿真才能確定接地電阻。文獻［13］通過工程計算方式對系統(tǒng)中性點的電阻進行選取，但是不涉及IIDG。

本文基于IIDG 在配電網故障時的LVRT（低電壓穿越）能力，首先介紹了其故障特性，通過對稱分量法建立了含有IIDG配電網的單相接地故障模型，隨后推導了各故障電氣量的數學表達式。在此基礎上，分析了電阻阻值對小電阻接地方式下配網故障電氣量的影響。在確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行和繼電保護準確動作的前提下，提出了中性點接地電阻阻值的選取方法。最后，以區(qū)域電網實例驗證該電阻取值方法的適用性。

1 故障特性分析

1.1 含逆變電源的典型配電網結構

為了確保主網運行的安全穩(wěn)定，逆變型分布式電源的接入和退出不應改變主網的接地方式。同時，由于IIDG自身的電容電流較小，出于對經濟運行和便于調諧的考慮，IIDG 并網變壓器一般不采用消弧線圈接地方式。當電網側變壓器的中性點采用非有效接地方式時，IIDG 并網側變壓器只能采用中性點不接地的方式，故障電氣量符合小電流接地系統(tǒng)的故障特征，供電可靠性高，但過電壓較高并且持續(xù)時間很長，對于設備絕緣水平要求高。

隨著電網規(guī)模的不斷擴大，線路對地電容電流不斷增大，小電流接地方式的適用性降低。此外，為了保證含有分布式電源的配電網的供電可靠性，不應采用中性點直接接地方式。因此，中性點經電阻接地是含IIDG的配電網較為合適的選擇。在這種接地方式下，電力系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時流經接地點的故障電流大，有利于繼電保護快速準確動作，縮短了健全相過電壓的持續(xù)時間，很大程度上降低了對電纜和電氣設備的絕緣要求［14］。

10 kV含逆變型分布式電源的配電網典型模型如圖1 所示，電網側變壓器以及IIDG 并網變壓器中性點均采用小電阻接地方式。PCC（公共連接點）為IIDG 公共連接點，IIDG 上游線路l1長度為L1，下游線路l2長度為L2。

圖1 含逆變型分布式電源的配電網拓撲

其中，Zg為系統(tǒng)阻抗，R1和R2分別為逆變側變壓器和系統(tǒng)側變壓器的接地電阻。

1.2 IIDG故障特性分析

IIDG 的故障特性主要由逆變器控制策略決定。并網運行時，通常采用PQ控制策略，通過控制電流跟蹤參考值變化從而輸出電網需要的功率。配電網正常運行時，IIDG 無功功率參考值一般設置為0。由于此時PCC 線電壓基本不變，IIDG 可以等效為受參考功率控制的電流源。發(fā)生故障時，出現電網電壓跌落，為保證電網的穩(wěn)定運行，逆變器需要具備一定的LVRT 能力，使逆變器在電壓短時跌落時仍然能保持并網，為電網提供無功支撐［15-17］。其中，輸出的無功電流大小取決于出口電壓的跌落程度。

當出口電壓跌落超過0.1 p.u.時，IIDG開始輸出無功電流，IIDG 輸出的無功電流與電壓跌落的程度有關，不同的控制器給出的數值關系可能不同，假設電壓每跌落0.1 p.u.，需提供0.2 p.u.的無功電流，當出口電壓跌落大于0.5 p.u.，則僅輸出無功電流以增大逆變器的無功補償能力，使故障處電壓能夠更快地恢復正常。考慮到逆變器的短路容量，IIDG允許輸出的最大短路電流為2 p.u.。

IIDG 輸出的無功和有功電流參考值分別如式（1）和式（2）所示：

式中：iq_ref為逆變器無功電流給定值；id_ref為逆變器有功電流給定值；up為逆變器出口電壓標幺值；id0為逆變器額定電流給定值。

由式（1）、式（2）可以得出IIDG 的輸出電流為：

1.3 對稱分量法分析

對稱分量法可以將系統(tǒng)不對稱故障拆分為對稱分量，建立復合序網分析線路故障。

小電阻接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，由零序電流保護動作；當發(fā)生兩相短路及兩相接地故障時，由相電流保護動作，IIDG 在PQ 控制的基礎上，采用正負序獨立控制策略，在利用對稱分量法分析電路不對稱故障時，可以視為壓控電流源［18］。

1）IIDG上游F1點單相接地故障

根據圖1所示的配電網拓撲結構，以A相接地短路為例，當線路l1末端F1點發(fā)生單相接地故障時，系統(tǒng)的復合序網如圖2所示。

圖2 F1點單相接地故障復合序網

其中，Eg為系統(tǒng)電勢，UDG為逆變器交流側電壓，IDG為逆變器交流側電流，ZT1和ZT2分別為逆變側變壓器和系統(tǒng)側變壓器阻抗，ZL1和ZL2分別為線路l1和線路l2的阻抗，ZLoad為負載阻抗，上標1、2、0分別表示正負零序參數。

復合序網的等效電路如圖3所示。

圖3 復合序網等效電路

以短時間尺度的新能源典型出力規(guī)劃為基準，得到的外特性與故障輸出特性曲線的交點，即為系統(tǒng)發(fā)生單相接地故障時，IIDG 的運行點，如圖4所示。

圖4 IIDG故障輸出特性與外電路特性曲線

確定故障運行點后，由對稱分量法可以得到流經故障點的故障相電流Ifault、流經線路l1的故障相電流IL1及其零序分量

從中可以看出，流經接地點的故障電流Ifault與電流i2成正比，并且受到負載與線路l2阻抗分流的影響。若線路阻抗以及變壓器阻抗不變，則其大小主要與R1、R2大小以及此時IIDG的故障運行狀態(tài)有關。而流經線路l1的故障相電流IL1及其零序分量則與Ifault直接相關。

2）IIDG下游線路F2發(fā)生單相短路

同樣以A 相接地短路為例，F2點發(fā)生單相接地故障時，系統(tǒng)的復合序網如圖5所示。

圖5 F2點單相接地故障復合序網

1.4 多個IIDG共存

對于含有多個IIDG的配電網，在使用序分量進行故障分析時，相當于在單個IIDG配電網的正序網絡里并聯上其余的分布式電源支路，在零序網絡里并聯上對應的IIDG側變壓器中性點接地電阻。分析時以故障點為分界點，將其兩側的參數進行合并處理，仍然能夠得到類似于圖3的復合序網圖，分析過程與單個IIDG情況相同。

2 接地電阻阻值對故障電氣量的影響

在小電阻接地方式的配電網中，電阻的阻值會對系統(tǒng)故障電氣量產生影響。與傳統(tǒng)配電網相比，由于接入IIDG后接地點增加，還需要考慮多個接地點之間的接地方式配合，電阻取值對于系統(tǒng)故障電氣量的影響更為復雜。現以圖1中的配電網結構為例，分析電阻阻值對系統(tǒng)故障電氣量的影響。

2.1 IIDG上游F1點單相接地故障

對于F1點單相接地故障，接地電阻的阻值主要影響等效阻抗Z4的數值，其值隨著接地電阻的增大而增大，Z5隨之增大，從而導致IIDG運行點變化，如圖6所示。

圖6 接地電阻增大后F1處發(fā)生故障的外特性曲線

不論是電網側變壓器中性點的接地電阻，還是IIDG側并網變壓器的中性點接地電阻，其阻值增大均會導致運行點右移，從而在發(fā)生單相接地故障時，IIDG 輸出的無功電流減小，出口電壓降落減小。

1）電網側變壓器中性點接地電阻R2不變

由式（6）和（7）可知，當IIDG側變壓器中性點接地電阻R1增大時，流經線路l1的短路電流IL1減小，其零序分量增大。圖7（a）為電網側變壓器中性點接地電阻R2保持不變時，隨著R1增大，各故障電氣量的變化趨勢曲線。

2）IIDG側變壓器中性點接地電阻R1不變

由式（5）—（7）可知，當電網側變壓器中性點接地電阻R2阻值增大，流經線路l1的短路電流IL1減小，其零序分量也減小。圖7（b）為IIDG 側變壓器中性點接地電阻R1保持不變時，隨著R2增大，各故障電氣量的變化趨勢曲線。

圖7 F1點發(fā)生故障時，接地電阻-電流變化曲線

2.2 IIDG下游F2點單相接地故障

圖8 接地電阻增大后F2處發(fā)生故障的外特性曲線

由式（9）和式（11）可以看出，接地電阻阻值增大會降低流經接地點的故障電流，流經線路l2的零序故障電流相應減小。隨接地電阻變化的電阻-電流變化趨勢曲線如圖9所示。

圖9 F2點發(fā)生故障時，接地電阻-電流變化曲線

3 中性點接地電阻取值方法

3.1 電壓電流約束條件

據統(tǒng)計，因觸電造成的人員傷亡逐年增加，且大多發(fā)生在低壓配電網中［19-20］。中性點電阻的取值會影響系統(tǒng)故障時的過電壓和接地故障電流的大小，為了確保設備安全運行以及相關人員的人身安全，系統(tǒng)過電壓和流經接地點的接地電流不宜過大。

系統(tǒng)的過電壓倍數和流經接地電阻的故障電流IN與系統(tǒng)電容電流IC的比值有關，過電壓倍數隨著IN/IC比值增大而減小［13］。當IN/IC＞1 時，健全相的過電壓可以被限制在2.5 p.u.以內，滿足對中性點經電阻接地系統(tǒng)的最大過電壓限制規(guī)定；當IN/IC＞1.5后，弧光接地過電壓變化不大。

工程上，電纜線路電容電流ICL和架空線路電容電流ION由經驗公式得到：

式中：Ue為線路額定電壓；l為線路長度；S為電纜截面積。

忽略線路壓降，可近似得到流經接地電阻的故障電流：

式中：Uph為系統(tǒng)正常運行時的額定相電壓；R為接地電阻［15］。

當流經接地點的故障電流過大時，強烈的電弧燃燒易引起相鄰電纜故障，導致故障范圍進一步擴大。對于10 kV配電網，單相接地故障時，故障電流不得超過1 kA，因此中性點電阻阻值不應小于6 Ω。

當發(fā)生單相接地故障時，一般認為當接地電流大于400～600 A 時，接地電弧能穩(wěn)定燃燒，有利于繼電保護裝置的正確動作。且通信電纜的危險影響電壓不能超過430 V，對于高可靠線路，即在故障后0.2 s 內可以切除的線路，危險影響電壓不能超過650 V。

3.2 與繼電保護的配合

對于10 kV配電網的接地保護，一般配置零序過流保護，因此，變壓器中性點接地電阻的選取需要滿足線路零序保護的靈敏度要求。

零序過電流是按照躲開下一條線路出口處相間短路時所出現的最大不平衡電流來整定的，整定計算公式如下：

仍然以圖1 中的配網為例進行分析。當F1點發(fā)生單相接地故障時，由圖7 可知，增大R1，減小R2，可以減小本線路故障電流IL1，增大其零序分量提高了零序過流保護的靈敏度。

當F2點發(fā)生單相接地故障時，由圖9 可知，改變R1和R2的大小對本線路的各故障電流影響不明顯。但當線路l1的零序過流保護作為線路l2的遠后備保護時，從圖5 中的零序序網部分可以看出，流過線路l1的零序電流在支路分流的作用下將會減小，且R1越小，R2越大，則流經線路l1繼電保護裝置的零序電流越小，靈敏度越低。

綜上，中性點接地電阻阻值的選擇需要滿足兩個條件：

1）滿足系統(tǒng)過電壓倍數限制，使流經接地電阻的故障電流與系統(tǒng)電容電流的比值在1～1.5 之間，并限制流經故障點的接地電流不超過1 kA。

2）保證零序電流保護具有足夠的靈敏性，即要保證單相接地故障電流大于600 A，且電網側變壓器中性點接地電阻R2的阻值應小于IIDG側并網變壓器中性點接地電阻R1的阻值。

4 實例仿真驗證和分析

以某配電網典型區(qū)域變電站的1號主變?yōu)檠芯繉ο螅治龊芸站€-電纜混合線路的配電網在接入大容量IIDG后其接地方式的改造方案。變電站的1 號主變共有10 條出線，其拓撲結構如圖10所示。

圖10 配電網拓撲結構

其中，IIDG 額定容量為10 MVA，電網側及IIDG 側變壓器容量為40 MVA，變比分別為110/10 kV和10/10 kV，短路電壓百分比均為18.11%。線路參數如表1所示。

表1 線路參數

利用PSCAD/EMTDC 搭建架空線-電纜混合線路配電網模型。其中，電纜線路的對地電容為0.531 μF/km，感抗為0.08 Ω/km，電阻為0.047 Ω/km。3 種型號架空線的正負零序阻抗如表2所示。

表2 架空線線路阻抗

4.1 接地電阻選取

按照第3節(jié)中的選取原則，計算該區(qū)域配電網在接入IIDG 后采用中性點經電阻接地的電阻阻值。由式（12）、式（13）可估算系統(tǒng)的電容電流約為85.09 A。為了確保設備安全，將過電壓限制在2.5 p.u.以內，接地電阻應滿足R≤Uph/Ic=67.8 Ω。

接地故障電流應在600～1 000 A 的范圍內，同時需要滿足R2≤R1。由于流經接地點的故障電流大小由R1、R2、IIDG 故障運行特性共同決定，因此還需要確定IIDG的故障運行特性，才能判斷該電阻阻值是否合適。

當電網側變壓器中性點接地電阻R2取5 Ω 時，即使IIDG側變壓器中性點不接地，流經故障點的故障電流Ifault=1 080 A＞1 000 A。當R2取20 Ω時，由選取原則知IIDG側變壓器中性點接地電阻R1最小取20 Ω，此時流經故障點的故障電流僅為570 A＜600 A。均不滿足要求，因此R2的合理取值在5～20 Ω之間。

當R2取10 Ω時，IIDG側變壓器中性點接地電阻R1-接地點故障電流Ifault的變化曲線如圖11（a）所示，此時R1需大于12.3 Ω 才能滿足Ifault＜1 kA。當R1取67.8 Ω 時，Ifault=643 A＞600 A，仍然滿足要求。因此IIDG側變壓器中性點接地電阻R1的選取范圍為12.3～67.8 Ω。

圖11 R1-Ifault變化曲線

當R2取15 Ω 時，如圖11（b）所示，R1需小于25.1 Ω。且由于要滿足R2≤R1的條件，因此R1的選取范圍為15～25.1 Ω。當電網側變壓器中性點接地電阻為15 Ω 時，IIDG 側變壓器中性點接地電阻選取范圍較小。考慮到需要留有一定的裕度，電網側變壓器采用10 Ω電阻接地是比較適宜的方案，此時IIDG側變壓器接地電阻可以在15～60 Ω范圍內取值。

4.2 仿真驗證和分析

系統(tǒng)側變壓器中性點接地電阻R2取10 Ω，對系統(tǒng)在單相金屬性接地故障的情況下進行仿真。

由于在工程上通常采用10 Ω 或20 Ω 接地，故僅對這兩種情況進行仿真驗證。

當IIDG 側變壓器中性點接地電阻R1取10 Ω時，得到接地故障電流如圖12（a）所示。電流峰值為1.523 3 kA，有效值為1.006 0 kA，高于1 kA，不符合要求。當R1取20 Ω 時，仿真所得接地故障電流如圖12（b）所示，此時電流峰值為1.263 6 kA，有效值為0.833 4 kA，符合要求。與上述理論計算結果一致。

圖12 單相接地故障的接地故障電流

由于流經電纜線路的零序電流不受線路分流的影響，其零序過電流保護靈敏度非常高。因此，僅需驗證受線路分流影響較大的架空線路零序電流的靈敏度是否能夠滿足要求即可。

采用電網側變壓器中性點經10 Ω 電阻接地，IIDG并網變壓器中性點經20 Ω電阻接地。各線路架空線路末端發(fā)生兩相接地短路的故障電流以及零序過電流保護的整定值如表3所示。

表3 零序保護整定

仿真得到零序保護靈敏度驗證結果如表4 所示，滿足繼電保護靈敏度要求。

表4 架空線路零序保護靈敏度

綜上，線路接入10 MVA 的IIDG 時，建議電網側變壓器中性點采用經10 Ω電阻接地，IIDG并網變壓器中性點采用經20 Ω電阻接地的接地方式。

5 結語

在電網側變壓器和IIDG側變壓器均采用中性點經電阻接地的方式，線路不同處發(fā)生單相接地故障時，各故障電氣量隨著接地電阻阻值變化而變化的趨勢基本相同，可以大致總結得到：接地電阻阻值越大，流經接地點以及故障線路的故障電流越小；由于零序分流的影響，在上游線路發(fā)生故障時，流經故障線路的零序電流會變大。

為了設備的安全運行以及操作人員的人身安全，同時滿足線路零序保護，提出了接地電阻阻值的選取原則，通過分析配電網的復合序網，認為系統(tǒng)側變壓器的接地電阻應小于IIDG側，并以架空線-電纜混合線路的某區(qū)域配電網為例提出了當IIDG接入后的變壓器中性點接地電阻的改造方案，驗證了該設計原則的有效性和實用性。